MENA energy drilling: Bernstein prevé que la perforación MENA se recupere de la disrupción provocada por la guerra, respaldada por utilización offshore, inversión en gas y oferta restringida de jack-ups, y mantiene sus tres recomendaciones Outperform.

Visión general

Bernstein revisa la perforación MENA tras las suspensiones offshore saudíes relacionadas con el conflicto. Considera que la disrupción ocultó fundamentales offshore y de gas excepcionalmente sólidos, mientras las tres compañías cubiertas ofrecen combinaciones distintas de estabilidad contractual, recuperación operativa y diversificación geográfica.

Perspectivas principales

Bernstein argumenta que el mínimo de Q2 fue provocado por interrupciones geopolíticas, no por deterioro de demanda. La utilización de Arabian Drilling cayó a 72% desde 79%, lo que generó una pérdida neta de SAR35m después de que las suspensiones offshore restaran SAR122m de ingresos. ADES absorbió una caída paralela de 32% en beneficio neto a SAR129m. Sin embargo, el backlog y las tarifas diarias se mantuvieron, y el regreso de rigs offshore saudíes suspendidos debería implicar 100% de utilización offshore a finales de 2026. El mercado offshore subyacente sigue ajustado. Las tarifas de jack-ups de alta especificación subieron de $85,000-$110,000 antes de 2022 a $180,000-$220,000, con algunos contratos por encima de $200,000. La flota saudí de jack-ups se reconstruyó a más de 90 rigs y la utilización global se mantuvo alrededor de 90% incluso durante el conflicto. Bernstein espera licitaciones elevadas hasta 2027, respaldadas por la expansión de gas de Aramco: Jafurah alcanzó aproximadamente 400mcf/d en 2025 y apunta a 1.1bcf/d en 2027 y 2bcf/d en 2030. El programa ya generó 23 contratos de rigs de gas por $2.4bn y dos adjudicaciones de perforación direccional por $612m. El informe también destaca la reducción de riesgo y el crecimiento de UAE. La posible expansión de ADNOC hacia 6mbd podría aumentar el backlog de perforación; ADNOC Drilling ya desplegó 142 rigs frente a su anterior objetivo 2030 de 127. Bernstein contrasta esto con la vulnerabilidad saudí: la producción petrolera saudí cayó 33% desde febrero, mientras la producción de UAE aumentó 15%. La ruta de UAE a Asia vía Fujairah tarda aproximadamente 10 días, frente a más de 29 días por el Mar Rojo cuando el oleoducto Este-Oeste saudí queda comprometido. Los resultados muestran casos de inversión distintos. ADNOC Drilling logró crecimiento de ingresos de 3% a $1.23bn, crecimiento de EBITDA de 2% a $557m, margen EBITDA líder de 45.2% y disponibilidad de rigs de 99% en 171 unidades. Su modelo contratado, exposición superior a 90% a ADNOC matriz y guía de margen EBITDA FY26 de 44%-45% sustentan la preferencia de Bernstein por flujos de caja previsibles. El FCF de Q2 fue $297m, o $306m antes de M&A, y la guía FY26 de FCF antes de M&A se mantiene en $1.2bn-$1.3bn. Arabian Drilling ofrece la mayor recuperación operativa. Los ingresos cayeron 11% interanual y la utilización offshore retrocedió 10 percentage points secuencialmente a 71.7%, pero el EBITDA de SAR251m superó el consenso en 6%. Bernstein espera que el reinicio de rigs offshore de alto margen lleve los márgenes a high-30% para 4Q26E. Su backlog de SAR11.8bn y book-to-bill de 3.6x respaldan la visión de que su valoración de 6.3x FY26E EV/EBITDA aún descuenta el shock de Q2, no su exposición estructural al gas saudí. ADES mostró el mayor crecimiento reportado: ingresos +36% y EBITDA +30% a SAR1.01bn por la expansión de la base de ganancias de Shelf Drilling. La utilización de flota de 97.6% en 1H26 y el hecho de que solo 46.8% de los ingresos procediera de GCC demuestran diversificación en Brasil, Egipto, Kuwait, India y Europa. No obstante, Bernstein recalca que el crecimiento es impulsado por adquisiciones: el margen EBITDA cayó 7.3 percentage points a 47.1%, y una deuda neta superior de SAR18.7bn frente a SAR17.4bn motivó el recorte de precio objetivo. La compra prevista de cinco jack-ups de Saipem por $285m retrasa aún más la conversión del crecimiento EBITDA en FCF. A nivel global, Bernstein ve un ciclo de perforación estructuralmente mejorado, no otra expansión de capacidad. El EBITDA sectorial debería alcanzar aproximadamente $12bn antes de normalizarse a $8.3bn en 2030E, mientras los márgenes se mantienen cerca de 39%-40%, frente a un mínimo de 16%. Las perforadoras globales cotizan a 5.8x EV/EBITDA, por debajo de su promedio de largo plazo, pese a mayor escasez de rigs, tarifas más altas y disciplina de flota. El 75%-80% de la demanda global de jack-ups prevista para 2027-2030 sigue siendo demanda asumida o en licitación, lo que deja tanto oportunidad de licitaciones como riesgo de visibilidad.

Marco de análisis

Bernstein combina resultados trimestrales operativos y financieros de las tres perforadoras con datos de utilización, tarifas diarias, licitaciones, backlog, producción de gas y producción petrolera. Después compara resiliencia de modelos de negocio, márgenes, generación de caja, apalancamiento y valoración para diferenciar las trayectorias de recuperación. Los precios objetivo usan DCF, complementado por una comprobación EV/EBITDA para Arabian Drilling.

Notas metodológicas

• Marco de análisis sectorialMarco de oferta y demanda

  Disponibilidad de rigs, utilización, cartera de licitaciones y tarifas diarias de jack-ups

  El informe vincula oferta restringida de rigs y alta utilización con tarifas más elevadas y ganancias sostenidas de perforación.

• Marco de análisis sectorialTransmisión entre tramos de la cadena de valor

  Programas de desarrollo de gas y capacidad petrolera que se trasladan a contratos de perforación y demanda de rigs

  La inversión saudí en gas y la expansión de capacidad de UAE se tratan como impulsores de gasto upstream que crean backlog de perforación.

• Métodos de valoraciónDCF (flujo de caja descontado)

  Valoración DCF para ADNOC Drilling, ADES y Arabian Drilling

  El flujo de caja libre previsto se descuenta con supuestos declarados de WACC y crecimiento terminal para obtener precios objetivo.

• Métodos de valoraciónValoración por EV/EBITDA

  Comprobación de valoración EV/EBITDA para Arabian Drilling y comparaciones sectoriales

  El informe compara valor empresarial con EBITDA futuro para valorar comparativamente y derivar parte del precio objetivo de Arabian Drilling.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• ADNOC Drilling (ADNOCDRI.UH)

  Principal elección de Bernstein en perforación MENA, posicionada como opción defensiva de crecimiento contratado.

  Fortalezas

  Ingresos contratados de ADNOC, disponibilidad de rigs de 99%, margen EBITDA de 45.2%, deuda neta/EBITDA baja de 1.0x y guía de margen EBITDA FY26 de 44%-45%.

  Debilidades

  El FCF de Q2 cayó 27% interanual por mayores inventarios y consolidación de adquisiciones.

  Comparación

  Cotiza cerca de 11x 2027E EV/EBITDA, por encima de ADES cerca de 8x y Arabian Drilling cerca de 7x, reflejando mayor visibilidad.

  Riesgos

  Pico de demanda petrolera antes de lo esperado, incertidumbre sobre capital circulante intragrupo y escaso control de gobierno corporativo por inversores minoritarios.

• Arabian Drilling (ARABIAND.AB)

  Exposición a la recuperación de utilización en perforación offshore y de gas saudí.

  Fortalezas

  Backlog de SAR11.8bn, book-to-bill de 3.6x, EBITDA resiliente de SAR251m y recuperación de márgenes prevista por reinicios offshore.

  Debilidades

  Cartera concentrada en Arabia Saudí; la utilización offshore cayó a 71.7% tras las suspensiones.

  Comparación

  Cotiza cerca de 7x 2027E EV/EBITDA sobre aproximadamente $0.4bn de EBITDA, por debajo del múltiplo premium de ADNOC Drilling.

  Riesgos

  Suspensiones de contratos saudíes, disrupción de utilización y costes por la guerra, y riesgo de renegociación por concentración de clientes.

• ADES (ADES.AB)

  Plataforma de crecimiento diversificado e impulsado por adquisiciones, con exposición a un mercado de jack-ups en recuperación.

  Fortalezas

  Crecimiento de ingresos de 36%, EBITDA +30% a SAR1.01bn, utilización de 97.6% y operaciones internacionales diversificadas.

  Debilidades

  Dilución de margen por la flota Shelf, apalancamiento elevado por adquisiciones y conversión de FCF retrasada.

  Comparación

  Cotiza cerca de 8x EBITDA futuro, entre Arabian Drilling y ADNOC Drilling.

  Riesgos

  Más suspensiones de rigs, dependencia del capex upstream saudí y presión de precios sobre tarifas diarias.

Datos clave

• Perspectiva de utilización offshore saudí100% by end-2026Se espera tras la reanudación de los rigs offshore suspendidos.
• Tarifas diarias de jack-ups de alta especificación$180,000-$220,000Frente a $85,000-$110,000 antes de 2022.
• Número de rigs MENA/Gulf~305 rigs in 2026Casi iguala el máximo de 2024 tras caer a 285 en 2025.
• Crecimiento de producción de gas en Oriente Medio6% CAGR through 2030El informe lo describe como la tasa regional más alta.
• Margen EBITDA global de perforación40%, expected at 39% by 2030ERecuperado desde un mínimo de 16%.
• Valoración global de perforación5.8x EV/EBITDAPor debajo del promedio de largo plazo pese al continuo impulso de ganancias.
• Disponibilidad de ADNOC Drilling99% across 171 rigsRespalda la tesis de resiliencia del modelo contratado.
• EBITDA de ADESSAR1.01bnAumentó 30% interanual, apoyado por Shelf Drilling.

Impacto e implicaciones

La implicación central de Bernstein es que el tiempo de inactividad offshore relacionado con el conflicto creó resultados diferenciados, no una historia uniforme de recuperación. Prefiere ADNOC Drilling por flujo de caja contratado y visible; Arabian Drilling por normalización offshore y exposición al gas saudí; y ADES por diversificación internacional y escala, aunque reconoce su carga de apalancamiento e integración.

Riesgos

• Las suspensiones de contratos saudíes o una volatilidad bélica persistente podrían interrumpir la utilización de rigs y elevar costes.
• Una parte considerable de la demanda global de jack-ups de 2027-2030 sigue en fase asumida o de licitación, lo que limita la visibilidad futura.
• ADES enfrenta apalancamiento elevado, riesgo de ejecución de integración y conversión de FCF retrasada tras las adquisiciones.
• La presión de precios podría comprimir tarifas diarias, mientras un pico de demanda petrolera antes de lo esperado podría debilitar la demanda de perforación.

Aspectos que vigilar

• El momento y alcance de las reanudaciones de rigs offshore saudíes suspendidos y el avance hacia 100% de utilización a finales de 2026.
• Contratos de gas de Aramco, avance de Jafurah y demanda de perforación asociada a la expansión de capacidad de UAE.
• Ejecución de FCF de ADNOC Drilling frente a su guía FY26 pre-M&A de $1.2bn-$1.3bn.
• Integración de Shelf Drilling por ADES, adquisición de jack-ups de Saipem, normalización de márgenes y trayectoria de deuda neta.
• Utilización global de jack-ups, conversión de licitaciones y comportamiento de tarifas por encima del punto de inflexión histórico de utilización de 92%-93%.